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能化分析师
李 晶
从业资格号：F0283948
交易咨询号：Z0015498
能化分析师
徐绍祖
从业资格号：F03115061
报告要点
欧洲、亚洲过去两个冬天异常温和，使全球天然气市场供应充足，并以相对较低的价格保持平衡。根据欧洲和亚洲目前的远期天然气和液化天然气（LNG）价格，今年冬天的价格仅略高于去年。如果今年冬天的天仍保持温和，我们预计全球供需平衡将相对稳定，价格将与前两个冬天相似。但是，如果欧洲和亚洲今年冬天的气温比过去两年低，或者其他运营和市场风险成为现实，全球供需平衡可能会收紧，从而导致天然气价格上涨。
今年冬天，有几个问题可能会影响全球天然气平衡：
1.液化天然气供应增长有限：我们预计今年冬天LNG产能增长有限，且主要集中在美国。除此之外，新项目的启动可能会延迟、出口天然气原料的可用性问题、液化天然气出口设施的计划外停机以及可能改变液化天然气贸易流向的地缘政治事件，从而可能减少可用供应。
2.气候问题：随着今年厄尔尼诺现象转变为拉尼娜现象，北半球一个或多个地区可能会出现一个寒冷的冬天，气温持续或将低于正常水平。气候模式的这种变化可能会增加天然气需求，从而在欧洲和亚洲之间形成对现货LNG进口的竞争。美国较冷的天气可能会减少储存库存并推高美国国内亨利港价格，从而影响美国的液化天然气出口价格。包括巴西和埃及在内的其他液化天然气进口市场也可能增加液化天然气需求，加剧地区之间对现货液化天然气的竞争，进一步收紧平衡。
3.俄罗斯问题：如果定于2024年底到期的俄罗斯-乌克兰天然气过境合同不续签，则通过管道向欧洲供应的天然气可能会减少，届时欧洲地区天然气供应量或将偏紧。
4.中国需求：中国作为LNG全球第一进口国，如果经历一个比正常情况更冷的冬天，它可能会大幅增加液化天然气进口，进一步收紧全球供需平衡。
2024年，液化天然气期货价格继续下跌，并始终低于2022年和2023年同期水平。根据彭博财经（Bloomberg Finance，L.P.）的数据，今年东亚（JKM）和欧洲（TTF）天然气价格与2022年相比下降了50% 以上，与2023年相比下降了20%以上。截止11月底，东亚的JKM价格平均为11.47美元/MMBtu，欧洲的TTF价格平均为10.37 美元/MMBtu。天然气价格今年持续下跌，主要是由于欧洲库存高企、天然气消费量减少以及全球天然气供应相对稳定。对于即将到来的冬季，TTF和JKM的当前远期价格平均约为15 美元/MMBtu，存在较大的上涨潜能。
(一)液化天然气供应增长有限
预计今年冬天将增加有限的LNG产能。大多数新的液化天然气出口项目都在美国，包括Corpus Christi液化天然气三期（现有Corpus Christi液化天然气设施的扩建）的七条中型生产线中的第一列、Plaquemines液化天然气一期（由18条中型生产线组成）以及 Freeport LNG通过工程和运营优化实现的额外产能。这些美国液化天然气出口项目的总产能为1.7Bcf/d。然而按照LNG处理厂投产惯例，在初始启动阶段，新的LNG出口项目一般低于标称产能，需要几个月的时间才能达到满负荷生产。
美国在2023年成为世界上最大的液化天然气出口国，并成为全球液化天然气市场的主要供应商。今年冬天，美国液化天然气出口将继续帮助平衡全球天然气市场。我们预测，随着未来几个月新项目和扩建项目的上线，美国液化天然气出口量在2024-25年冬季平均为13.7Bcf/d，比上一个冬天高出8%（1.0Bcf/d）。
但是寒冷的冬天可能导致今年冬天美国的高库存消耗和库存降低，从而推高国内亨利港的价格，进而影响美国液化天然气出口价格。计划外维护和停产检修等运营问题可能会影响美国液化天然气设施的出口量和价格，并提高国际液化天然气价格。
其他市场也在增加液化天然气出口能力。其中墨西哥东海岸的新液化天然气出口设施 Fast LNG Altamira于 2024年8月开始出货，并于10月达到满负荷生产。塞内加尔和毛里塔尼亚海上的新液化天然气出口项目有望在2024年底前开始生产液化天然气。而俄罗斯的Arctic-2液化天然气出口设施于10月关闭，主要是因为制裁，在即将到来的冬天可能不会生产液化天然气。
因此，即使美国天然气供应量存在上涨空间，但是价格受寒冷天气及操作风险影响或将抬升。
(二)气候问题
在2022-23年和2023-24年的过去两个冬天，异常温和的天气减少了欧洲和亚洲的供暖需求。在2023年和2024年，欧洲都以创纪录的仓储库存结束了冬季供暖季。2024年，欧盟（EU）将协调减需措施延长至2025年3月，旨在与过去五年（2017年4月1日至2022年3月31日）的平均水平相比，每年至少减少15%的天然气消耗量。自这些政策从2022年开始实施以来，与五年（2017-22年）平均水平相比，欧盟的天然气消费量在2023年和2024年均下降了15%以上。
欧洲的天然气储存库存在2024-25年冬季之前接近满仓，而在9月和10月气温温和的情况下，亚洲的液化天然气进口增加可能表明库存迅速补充。截至2024年10月31日，欧盟的天然气储存库存已达95%。自欧盟颁布政策要求储存运营商在加注季节最大限度地注入储存量以来，欧盟的天然气储存库存在2023年和2024年冬季供暖季节之前都接近满仓。
在亚洲，去年冬天日本液化天然气进口量的下降被中国新冠疫情后经济复苏后的液化天然气进口量增加所抵消。自2020年以来的几个冬天，韩国的液化天然气进口量保持相对平稳。
东亚的储存能力主要取决于LNG进口（再气化）终端的低温储罐，大量的储罐有助于满足季节性需求高峰。目前日本和韩国的液化天然气库存相对较低，但在随后的几个月里或将接近2023年的峰值水平。在中国，天然气储存能力可以满足每年约12%的天然气消费量，2024年8月至10月创纪录的液化天然气进口量可能表明冬季前储存库存的大量补充。截至11月8日，全球最大的液化天然气出口国美国的库存量接近最大数量，比去年的库存高出3%。
过去两个冬天异常温暖，导致欧洲的天然气消费量相对较低，季末储存库存增加，天然气价格下跌。而北半球的一个或多个地区今年可能会经历更冷的冬季气温，因为天气模型表明可能会从厄尔尼诺转向拉尼娜。天气模型表明了拉尼娜现象形成的可能性，拉尼娜现象通常与北半球大部分地区冬季较冷、干燥的天气有关。欧洲中期天气预报中心预测，西北欧和中欧的冬天会更冷。
(三)俄罗斯问题
与前两个冬天一样，欧洲国家将继续实施天然气保护措施并进口液化天然气供应，以取代从俄罗斯进口的天然气管道。从2022年8月到2023年3月，欧盟国家将天然气消费量减少了18%。2024年前八个月，欧盟的天然气消费量相对于2017年4月至2022年3月的平均消费量下降了22%。欧盟国家在2021年至2024年期间将液化天然气进口能力扩大了三分之一以上，并预计今年冬天将进一步扩大再气化产能。我们估计，到2025年1月，德国、意大利、希腊和波兰的再气化产能将增加3.5Bcf/d。
俄罗斯-乌克兰天然气过境合同可能在12月底到期，这可能会减少流入欧洲的天然气管道流量。在2022年下降超过40%之后，俄罗斯通过唯一剩余路线过境乌克兰向欧盟的管道出口在2023-24年的平均流量为1.2Bcf/d至1.4Bcf/d。从挪威和北非通过管道进口的增长潜力有限。欧洲将不得不主要通过进口更多液化天然气来抵消俄罗斯供应的进一步损失。欧洲天然气传输系统运营商网络（ENTSOG）在其2024-25年冬季供应展望中估计，如果没有俄罗斯的供应，欧洲将在正常的冬季情景下以40%的库存结束冬季供暖季节。假设液化天然气供应量保持在与过去两个冬天相似的水平，在寒冷冬季情景下，储存量将仅为11%，假设液化天然气供应量高于前两个冬天，则储存量将达到26%。
如果欧洲的天气比前两个冬天更冷，如果亚洲也经历一个更冷的冬天，鉴于上线的液化天然气增量供应有限，全球供需平衡将收紧。
(四)中国需求
东亚，尤其是中国的液化天然气消费量仍然是今年冬天的一个主要不确定性，可能对全球供需平衡产生重大影响。日本是世界第二大液化天然气进口国，在过去四个冬天，日本的液化天然气消费量每年冬天都在下降。在2018-2020年冬季和2017-2023 年冬季期间，日本的消费量下降了2.7Bcf/d。我们预计这一趋势不会逆转。韩国是世界第三大液化天然气进口国，其液化天然气进口量相对持平，在过去四个冬天中从0.2Bcf/d增加至0.5Bcf/d。
中国是2023年全球最大的液化天然气进口国，通过长期合同和现货市场安排进口液化天然气。今年冬天，中国的再气化产能将扩大2.8Bcf/d，主要集中在华南地区，该地区不受冬季需求模式的直接影响。
今年，在9月和10月的化工季节性需求低迷期间，中国的LNG进口量却创下了历史新高，这可能表明了冬季供暖需求的旺盛。与2023年的年平均水平相比，中国在2024年1月至9月的管道进口量增加了1.0Bcf/d（15%）。
这一增长主要来自俄罗斯通过西伯利亚力量1号管道，该管道继续提高至满负荷生产，目标是到2025年出口流量达到3.7Bcf/d。如果中国经历一个比正常情况更冷的冬天，它可能会大幅增加液化天然气进口，进一步收紧全球供需平衡。如果欧洲也经历一个更寒冷的冬天，欧洲买家将不得不争夺现货液化天然气货物，这反过来又会提高欧洲和亚洲价格中心的价格，尤其是在无法更换燃料的情况下。
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